На примере подсолевых отложений Сибирской платформы.)
А.А. КАРЦЕВ, Н.В. ПОПОВА,
Л.К. СЕРЕБРЯКОВА, И.В. ЯВОРЧУК (МИНГ)
В настоящее время в глубоких частях осадочных бассейнов большое значение придается субвертикальной миграции, межпластовым и межкомплексным перетокам флюидов (вод, водных растворов, рассолов, газов, нефтей). Подобные явления зафиксированы в очень широких масштабах на Сибирской платформе.
Во многих работах развивается концепция образования скоплений УВ в карбонатно-соленосном даниловско-усольском комплексе (нижний кембрий) за счет миграции (перетоков) УВ снизу из терригенного непско-тирского комплекса (венд – рифей) [1]. Однако некоторыми исследователями отмечались наличие условий и следы перетоков, направленных сверху вниз, из даниловско-усольского нефтегазоводоносного комплекса в непско-тирский [2]. Следует заметить, что и те и другие представления не противоречат друг другу. Если даже основная масса УВ образовалась в породах терригенного комплекса, то затем вследствие пульсационного характера тектонических движений какая-то часть этой массы, сначала мигрировавшая в верхний (карбонатный) комплекс, “вернулась” в свои первоначальные отложения. Последняя фаза миграции могла быть приурочена к самому последнему, неотектоническому, этапу истории платформы. Роль неотектоники в размещении скоплений УВ на Сибирской платформе подчеркивается новейшими исследованиями [3].
Все сказанное позволяет выдвинуть следующее положение: там, где имелись новейшие перетоки флюидов сверху вниз, залежи в нижнем комплексе получали дополнительную “подпитку” и, следовательно, становились более обогащенными УВ. Отсюда вытекает особый критерий оценки нефтегазоносности ловушек: там, где был переток (в общем случае безразлично откуда), для отложений комплексов, куда он был направлен, оценка будет относительно выше. Поэтому следует детальнее изучить наличие и направленность перетоков и его связи с нефтегазоносностью.
К числу гидрогеологических показателей для определения участков межкомплексных перетоков относятся как гидрогеодинамические (соотношения пластовых давлений, характер их изменений по разрезу), так и гидрогеотермические, и особенно
гидрогеохимические. Первые предпосылки о межкомплексных перетоках, направленных сверху вниз, на Сибирской платформе основывались на гидрогеодинамических показателях, затем это было подтверждено гидрогеохимическими исследованиями.
Рассмотрение гидрогеологических данных по рифей-венд-нижнекембрийским отложениям в пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины приводит к выводу, что между пластовыми водами (рассолами) разных горизонтов существует значительное сходство. Причина заключается в том, что на состав всех вод-рассолов, встреченных в рассматриваемом разрезе, оказала влияние соленосная толща нижнего кембрия. И в рифейских отложениях обнаруживаются рассолы с явным влиянием на свой состав рапы, присущей соляным пластам. Этот факт позволяет предположить наличие нисходящих движений флюидов. Для уточнения этого вопроса нами проведена типизация рассолов, встречающихся в рифей-венд-нижнекембрийском разрезе.
Исходя из конкретных гидрогеологических условий на территории Байкитской антеклизы и Катангской седловины, можно считать наиболее информативными три следующих гидрогеохимических показателя:
r (Na/Cl), r(Ca/Na), r((Ca+Mg)/Na). При помощи кластерного анализа, позволяющего выделить из представленной выборки группы сходных объектов, нами было предложено три типа вод, не зависимых от возрастной принадлежности. Один из них, встреченный в данном районе,– это пластовые рассолы с умеренным влиянием рапы соляных отложений (Пб) – характеризуется минимальными значениями коэффициента r(Na/Cl)<0,5, коэффициенты r(Ca/Na)>0,5, r(Ca+Mg/Na)>l. Другой тип (III) это пластовые воды-рассолы без существенного влияния рапы – имеет коэффициенты r(Na/Cl) = 0,5-0,8, r(Ca/Na)=0,2 - 0,5 и r(Ca+Mg/Na)=0,2 - 1.
Следующий тип вод
(IV) – это пластовые рассолы, частично подвергшиеся влиянию каменной соли или минерализованной промывочной жидкости,– характеризуется наивысшими значениями натрий-хлорного коэффициента (0,8) и наименьшими отношениями r(Ca/Na)<0,2 и r(Ca+Mg/Na)<0,2.
Такое разделение вод на типы позволяет провести привязку пластовых вод к горизонтам разреза, выявить роль соляных пластов в формировании их состава и, наконец, имея шкалу количественных значений коэффициентов, определить наличие и место межпластовых перетоков флюидов.
Для Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Ангаро-Ленской моноклинали (АЛМ) анализы внутрисолевой рапы и рапы, сильно преобразованной в пластовых условиях, позволили выделить следующие характерные величины гидрогеохимических коэффициентов.
Для рапы наравне с другими коэффициентами важную роль может играть
r(K 100/Na), характеризующий процесс образования соляных отложений, в основной массе состоящих из галита.
Коэффициент
r(K 100/Na) возрастает тем в большей степени, чем больше галита выделилось из раствора.
В ходе пребывания остаточной рапы в породах этот коэффициент меняется несущественно, при смешивании же рапы с водами и рассолами других пластов он резко уменьшается.
В пределах НБА и АЛМ обнаружены также пластовые рассолы с составом, отражающим сильное влияние рапы (
IIа тип). Для них характерны коэффициенты: 0,07<r(Na/Cl)<0,16, 10>r(Ca/Na)>5, 10>r(Ca+Mg/Na)>5, 20<r(K 100/Na)<100.
В результате изложенного для венд-нижнекембрийского разреза юга Сибирской платформы предлагается выделить четыре типа вод, критические значения гидрогеохимических коэффициентов которых приведены в таблице.
Выделенные типы вод и рассолов (с характерными количественными показателями) имеют, по-видимому, практически универсальный характер и могут быть встречены во всех гидрогеологических бассейнах с присутствием соленосной толщи. Поскольку непосредственное взаимодействие пластовых вод с рапой могло происходить только в нижнекембрийском комплексе, где присутствует соленосная толща, то, следовательно, обнаружение рассолов с явным влиянием на их состав рапы в нижележащих (докембрийских) частях разреза указывает на возможность существования нисходящих движений жидких флюидов.
Построенная нами серия карт по вышеуказанным гидрогеохимическим показателям дает возможность выделить локальные участки межпластовых перетоков по всем водоносным комплексам подсолевых отложений.
Выявленные локальные участки межкомплексных флюидных перетоков для одного из комплексов приведены на
рисунке. Наличие межпластовых перетоков на территории юга Сибирской платформы, по-видимому, существенно влияет на формирование и перераспределение залежей УВ.
Для уточнения связей межпластовых флюидных перетоков с нефтегазоносностью было проведено сопоставление полученных данных о перетоках с имеющимися о нефтегазоносности соответствующих площадей (наличие залежей, признаки нефтегазоносности при испытаниях скважин или отсутствие их). За основной признак перетока брался определенный набор гидрогеохимических показателей (см.
таблицу). Можно считать, что только они свидетельствуют о действительно происходивших перетоках, оставивших следы в вещественном составе водных растворов, тогда как гидрогеодинамические показатели указывают лишь на потенциальную возможность перетоков, которая необязательно реализовалась.
Проведенные сопоставления показывают, что почти во всех случаях, где зафиксированы следы перетоков сверху в пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины (нижнекембрийские отложения Куюмбинской, Юрубченской площадей, вендские Собинской, Джелиндуконской и рифейские Оморинской и Куюмбинской), наблюдается нефтегазоносность в виде залежей или ее признаков (т. е. когда зафиксированы лишь признаки нефти или газа в воде); последнее необязательно исключает существование залежей, которые пока не обнаружены. Исключение представляют вендские отложения Петимовской, Елохтинской и Деликтуконской площадей, где отмечено наличие флюидных перетоков, но нефтегазоносность в настоящий момент ни в какой форме не выявлена. Там, где не зафиксированы перетоки сверху, но есть перетоки снизу (нижнекембрийские отложения Оленчиминской площади), залежей нет (но есть признаки). Там, где не установлены признаки перетоков ни снизу,
ни сверху (нижнекембрийские образования Тайгинской и Нижнетайгинской площадей), нефтегазоносность соответствующих отложений не зафиксирована (ни в каком виде).
Таким образом, в шести случаях следы перетоков сверху сопровождаются наличием нефти и газа, в пяти – отсутствием залежей УВ. В пределах НБА и АЛМ перетоки как в нижнекембрийские, так и вендские отложения направлены сверху. Для нижнекембрийских отложений этих регионов были рассмотрены гидрогеохимические данные по 42 площадям, из которых на трех были отмечены перетоки, причем на двух площадях, где они фиксируются из соленосной толщи, обнаружены залежи УВ в усть-кутском горизонте.
Из остальных 39 площадей, где перетоки не были зафиксированы, признаки нефтегазоносности были установлены на 16 площадях (в том числе на 13 площадях в осинском горизонте).
Для вендских отложений гидрогеохимические данные были рассмотрены по 68 площадям. Перетоки зафиксированы на 19 из них, причем залежи или признаки нефтегазоносности установлены на 16. Из остальных 49 площадей, где не отмечены перетоки, признаки нефтегазоносности установлены на семи.
На юго-востоке Сибирской платформы наибольшие перспективы, как известно, связаны с НБА. В ее пределах из проанализированных 25 площадей на 11 зафиксированы перетоки и на всех установлены признаки нефтегазоносности, а на восьми (Нижнехамакинская, Верхнечонская, Даниловская, Дулисьминская, Ярактинская, Криволукская, Кутурминская, Тыретская) – залежи нефти и газа. На остальных площадях, где не зафиксированы перетоки, признаки нефтегазоносности установлены только на двух.
Таким образом, на юго-востоке Сибирской платформы из 22 случаев зафиксированных перетоков в 18 имеется наличие или признаки УВ.
Следует отметить, что на ряде площадей в нижнекембрийских и вендских отложениях обнаружены залежи или признаки нефтегазоносности. Причем если в верхних отложениях – это только признаки нефтегазоносности, то в нижних – это залежи УВ (Даниловская, Верхнечонская, Марковская, Потаповская площади и др.).
Площади с залежами УВ в основном находятся в зоне наибольшей потенциальной возможности перетоков флюидов, выделенной по гидрогеодинамическим данным.
Следовательно, если в нижнекембрийских отложениях на площадях, расположенных в зоне наибольшей возможности перетоков, отмечены признаки нефтегазоносности, то вероятно обнаружение залежей УВ в нижележащих отложениях.
В результате можно предварительно говорить, что наличие межпластовых флюидальных перетоков – положительный локальный показатель нефтегазоносности в изучаемом регионе. При этом такие перетоки в подавляющем большинстве (31 из 34) происходили сверху, из образований нижнего кембрия, в самые нижние горизонты этого отдела и в более древние отложения.
Там же, где есть признаки перетоков (18 из 22 площадей), зафиксирована нефтегазоносность, а там, где их нет, в большинстве случаев (42 из 49) признаков нефтегазоносности не обнаружено (если не считать осинского горизонта, который сам может служить источником УВ).
Зоненшайн Л.П. Тектоника внутриконтинентальных складчатых поясов.– В кн.: Тектоника. МГК, 27 сессия. Доклады.– М.: Наука.– 1984.
Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, В.Н. Воробьев и др.– Новосибирск: Наука.– 1986.
Four genetic types of formation waters have been identified within the studied Riphean-Vendian-Lower Cambrian section of the southern part of the Siberian platform. A downward crossflow between subsalt beds which influences the formation and redistribution of hydrocarbon pools has been established. The availability of interstratal flow is a positive local index of oil and gas potential in the region under investigation.
I порядка (НБА и АЛМ), 2 – II порядка (Не – Непский свод), 3 – локальных структур, 4 – скважина, 5 – разрывные нарушения, зоны распространения типов пластовых вод 6 – рапа, 7 – с сильным влиянием рапы, 8 – с умеренным влиянием рапы, 9 – без существенного влияния рапы, 10 – площади а – Верхнечонская, б – Нижнехамакинская, в – Даниловская, г – Дулисьминская, д – Ярактинская, е – Криволукская, ж – Марковская, з – Кутурминская, и – Тыретская
